朱駿蒙，趙　霞，穆停華，王　磊，和忠華，張　勇，李寶林

（勝利油田分公司　海洋采油廠，山東　東營257237）①

海上液控分層注水一體化工藝技術(shù)優(yōu)化應(yīng)用

朱駿蒙，趙霞，穆停華，王磊，和忠華，張勇，李寶林

（勝利油田分公司海洋采油廠，山東東營257237）①

勝利海上埕島油田分層注水技術(shù)主要以液控分層注水技術(shù)為主，在分層注水中存在結(jié)垢腐蝕嚴(yán)重、分層注水封隔器蠕動、反洗井不通、注水管柱不能滿足海上安全環(huán)保要求等問題。針對存在的問題，對分層注水工藝進(jìn)行優(yōu)化，對環(huán)空安全封隔器、液控封隔器、底部單流閥關(guān)鍵工具進(jìn)行改進(jìn)，并完善測調(diào)一體化配水技術(shù)。改進(jìn)后的液控分層注水一體化工藝技術(shù)更加適合海上埕島油田的安全分層注水。至2014年底共計實施16口井，達(dá)到了配注要求，實施效果良好。

分層注水；環(huán)空安全封隔器；液控壓縮式封隔器；測調(diào)一體化配水器

勝利海上埕島油田是我國自主開發(fā)的第1個百萬噸級淺海大油田［1］，為館陶組屬河流相砂巖油藏，縱向?qū)佣唷颖?，平面上砂體變化大、原油性質(zhì)較差，屬高孔高滲疏松砂巖常規(guī)稠油油藏，油藏埋深1 250～1 650 m，平均孔隙度31%，滲透率2700× 10－3μm2，平均地面原油密度0．932 8 g／cm3，原油黏度260 mPa·s。注水井井段長、油層跨度大、地層膠結(jié)疏松、易出砂、非均質(zhì)嚴(yán)重。

油田分層注水技術(shù)主要以液控分層注水技術(shù)為主［2-6］，自2006年應(yīng)用以來，該技術(shù)逐步暴露出結(jié)垢、腐蝕嚴(yán)重、分層注水封隔器蠕動、反洗井不通等問題，注水管柱不能滿足海上安全環(huán)保要求。針對存在問題進(jìn)行相應(yīng)改進(jìn)，提高分注工藝的穩(wěn)定性、長效性。

1　原理及存在的問題

1．1 液控分注工藝結(jié)構(gòu)與原理

液控式分層注水管柱主要由液控管線、水力錨、液控封隔器及空心配水器等工具組成，如圖1所示。

圖1　液控式分層注水工藝管柱

液控分注工藝工作原理：

1） 坐封。工具下入到位后，可直接從液控管線打壓，同時完成多級封隔器坐封，實現(xiàn)油層之間的隔離，跟油管本身管柱結(jié)構(gòu)無關(guān)，不用下入坐封工具。

2） 注水。正常注水時，水力錨在注水壓力下自動錨定，防止管柱蠕動，注入水經(jīng)過配水水嘴與配水器進(jìn)入各自層位，完成分層注水過程。

3） 洗井。注水一段時間后，需要進(jìn)行全井筒洗井，只需從井口泄掉液控管線壓力，封隔器膠筒自動回縮，此時注水管柱與套管、防砂管柱之間形成洗井通道，反洗井時，洗井液通過單流閥進(jìn)入油管內(nèi)，實現(xiàn)全井筒洗井。

技術(shù)特點：

1） 具有獨立的液壓控制系統(tǒng)，在地面可以控制井下封隔器的坐封與解封。

2） 注水時，各層間不存在竄通通道，分層可靠性高。

3） 洗井通道大，不易堵塞，可以實現(xiàn)大排量反洗井。

1．2 存在問題

1．2．1 腐蝕結(jié)垢嚴(yán)重

1） 注入水的水質(zhì)是影響管柱壽命的外因，海上注入水尤其是海水中富含氧氣和氯離子，對管柱具有腐蝕性，注入水的高礦化度和較高的溫度又會使管柱表面結(jié)垢。

2） 部分海上平臺及陸上終端檢測到油、水流程中含有不同含量的硫化氫。在中心一號、二號平臺的三相分離器、注水罐頂部和井組平臺注水井口，分別檢測出80～200 mg／L不等質(zhì)量濃度的H2S。主要原因是埕島油田前期注海水，含有未除盡的硫酸鹽還原菌，硫酸鹽還原菌轉(zhuǎn)化地層和化學(xué)添加劑中的硫酸鹽時釋放出H2S。注入水含硫酸鹽還原菌、硫化氫的存在，造成嚴(yán)重的腐蝕，影響注水管柱壽命。

3） 管柱本身的防腐防垢性能是影響管柱壽命的內(nèi)因，海上前期應(yīng)用的一些油管在混合注入水中的防腐防垢性能較差。

1．2．2 分層封隔器失效

管柱蠕動是造成封隔器失效的主要因素。水井洗井、酸化、測調(diào)等操作需停注易造成管柱蠕動。2010—2012年水井拔濾工期超過20 d的有9口，占拔濾井?dāng)?shù)的1／3。針對先期分層防砂分層注水井在后期作業(yè)時，由于濾砂管外徑較大（143 mm），存在拔濾困難的問題。201108以后，海上注水管柱不再進(jìn)行先期機(jī)械防砂。水井不防砂后，未對液控封隔器進(jìn)行改進(jìn)，對不防砂管柱適應(yīng)性差；考慮到注水壓力較低，為防止后期作業(yè)時造成大修作業(yè)，僅在管柱頂部設(shè)置水力錨。不防砂時封隔器外徑150 mm，防砂時封隔器外徑104 mm；根據(jù)計算，不防砂時管柱的竄動與附加載荷是防砂時的3倍左右，而且封隔器外徑越大，下井受力越大易損壞膠皮。另外防砂時管柱上下都有支撐可減少管柱蠕動。

1．2．3 反洗井不通

根據(jù)注水管柱分析，造成堵塞的部位主要有2個，一是封隔器處洗不通，長時間注水后，由于無防砂管阻擋，停注后會有雜質(zhì)從地層中反吐沉積到封隔器上，泄壓反洗井過程中易出現(xiàn)反洗不通的問題；二是單流閥部位洗不通，結(jié)垢或地層砂埋底球、篩管等工具，造成反洗通道不暢。

1．2．4 早期注水管柱不滿足新安全環(huán)保要求

按照最新的海上安全環(huán)保規(guī)定，注水井油套環(huán)空必須有可靠的井控措施，保證緊急情況下的可靠關(guān)井，而現(xiàn)有的管柱結(jié)構(gòu)在封隔器液控管線泄壓的情況下，井筒油套環(huán)空處于不可控狀態(tài)，無法滿足新的安全環(huán)保要求。

2　技術(shù)改進(jìn)與配套

2．1 研制環(huán)空安全封隔器

環(huán)空安全封隔器主要由滑套、彈簧、膠筒、活塞、閥、上下接頭等組成，如圖2所示。采用液控管線控制其工作狀態(tài)，可以根據(jù)需要開關(guān)上下聯(lián)接通道，在遇到緊急情況時，液控管線地面泄壓，通道自動關(guān)閉；封隔器膠筒采用壓縮式膠筒，坐封采用液控管線坐封，不受注水壓力影響；洗井通道采用滑套式結(jié)構(gòu)，開啟、關(guān)閉性能可靠。

圖2　環(huán)空安全封隔器結(jié)構(gòu)

2．2 改進(jìn)液控封隔器［7］

原液控擴(kuò)張式封隔器由于液壓油與膠筒直接接觸，膠筒工作中滲漏易造成封隔器失效。因此研制了液控壓縮式封隔器，主要由膠筒、支撐套、中心管、活塞、接頭等組成，如圖3所示。依靠調(diào)節(jié)液控管線內(nèi)液壓油油壓變化實現(xiàn)坐封和解封，可單級或多級使用于不同井徑水井的分層注水。

與液控擴(kuò)張式封隔器相比，液控壓縮式封隔器具有封隔器解封時間短（由以前的6 h降至10 min），便于海上及時反洗井；封隔器坐封壓力通過坐封剪釘控制，封隔器下井作業(yè)安全；膠筒與液壓控制系統(tǒng)隔離，壓力控制系統(tǒng)可靠性高；關(guān)鍵零件采用35Cr Mo調(diào)質(zhì)，鎳磷鍍防腐，防腐性能好等優(yōu)點。

圖3　液控壓縮式封隔器

2．3 研制側(cè)開式反洗閥［8］

為確保能反洗井，將以前注水管柱底部單流閥＋篩管改為側(cè)開式反洗閥＋沉砂尾管，保障反洗井底部暢通。側(cè)開式反洗閥主要由密封機(jī)構(gòu)、沉砂機(jī)構(gòu)及控制機(jī)構(gòu)等組成，如圖4所示。增加了沉砂通道，當(dāng)?shù)貙映錾巴ㄟ^閥球進(jìn)入油管后，通過沉砂通道沉入下部尾管，防止砂埋底球；并且該工具閥球彈簧控制，強(qiáng)制復(fù)位，確保斜井中洗井閥密封可靠。

圖4　側(cè)開式反洗閥結(jié)構(gòu)

2．4 完善測調(diào)一體化配水技術(shù)［9］

為了更好地適應(yīng)勝利海上不同區(qū)塊不同油藏儲層物性注水需要，結(jié)合不同分層注水工藝管柱的要求研制了低配注量空心可調(diào)配水器、高配注量空心可調(diào)配水器。

針對需要加大注水力度以更好提高區(qū)域油藏儲量動用程度的注水井，設(shè)計了4個均勻分布水嘴的高配注量空心可調(diào)配水器（50～500 m3／d）滿足高配注量注水井需求；針對低配注量注水井需求，設(shè)計了2個對稱分布水嘴的低配注量空心可調(diào)配水器（0～50 m3／d），嚴(yán)格控制注水量，延長了配水器的使用壽命。

3　現(xiàn)場應(yīng)用

改進(jìn)后的液控分層注水一體化工藝技術(shù)更加適合海上埕島油田的安全、細(xì)分注水，至2014年底共計實施16口井，從實施效果來看，實施井達(dá)到均達(dá)到配注要求，測調(diào)驗封正常，實施井最大井斜55°，最大分注層數(shù)5層。

CB12B4井是改進(jìn)工藝后埕島海上油田水井井斜最大的一口井，井斜為55．4°，注水方式為兩級三段，201409進(jìn)行檢管施工，采用一體化測調(diào)工藝管柱，調(diào)配完各層均達(dá)到配注后注入壓力0．5 MPa。

CB6B4井配注量數(shù)據(jù)如表1所示，不同壓力時下層流量曲線如圖5～6所示。

表1　CB6B　4井配注量數(shù)據(jù)

圖5　17MPa時下層流量曲線

圖6　16．2 MPa時下層流量曲線

圖7　15 MPa時下層流量曲線

測試情況分析：

通過同心測調(diào)一體化管柱的應(yīng)用，配注精度得到了很大的提高。由于該井單層配注量都比較小，所以該井配水器選用小配注量同心可調(diào)配水器，單層調(diào)配精度都達(dá)到為90%以上。

由于該井井斜比較大，為目前測調(diào)技術(shù)應(yīng)用中最大井斜，為了防止下不到位，采用工具串下連接加重桿的方式進(jìn)行輸送，經(jīng)過現(xiàn)場操作，儀器下入正常，沒有發(fā)現(xiàn)遇阻現(xiàn)象。調(diào)配電流變化不大，說明加重桿沒有對測調(diào)產(chǎn)生影響。

4　結(jié)論

結(jié)合海上注水需求，針對液控分層注水工藝中存在問題，對海上液控分層注水工藝管柱進(jìn)行改進(jìn)，配套改進(jìn)測調(diào)一體化配水器。改進(jìn)后的工藝管柱更加適合目前海上分層注水需求，實施后取得良好的分注效果。該工藝技術(shù)還具有分注長效性的特點，可在其他油田推廣應(yīng)用。

［1］ 王增林，辛林濤，崔玉海，等．埕島淺海油田注水管柱及配套工藝技術(shù)［J］．石油鉆采工藝，2001，23（3）：64．

［2］ 李常友，劉明慧，賈兆軍，等．液控式分層注水工藝技術(shù)［J］．石油機(jī)械，2008，36（9）：102－104．

［3］ 陳偉，馮小紅，姜廣彬，等．海上大斜度井液控式分注技術(shù)［J］．石油機(jī)械，2009，37（11）：78－79．

［4］ 賈慶升．液控式同心雙管分層注水技術(shù)［J］．石油機(jī)械，

2009，37（5）：5960．

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［9］ 李敢．智能注水井一體化測調(diào)技術(shù)改進(jìn)及配套技術(shù)［J］．石油機(jī)械，2014，42（10）：74－76．

Optimization and Application of Offshore Hydraulic Separate Layer Water Injection Integrated Technology

ZHU Junmeng，ZHAO Xia，MU Tinghua，WANG Lei，HE Zhonghua，ZHANG Yong，LI Baolin
（Marine Oil Production Plant，Shengli Oilfield Branch Company，Dongying 257237，China）

Shengli offshore chengdao oilfield separate layer water injection technology mainly gives priority to hydraulic control separate layer water injection technology．As influenced by offshore oilfield development status，there mainly exist problems such as serious corrosion and scaling，separate layer isolation packer creeping，backwash well blocked and water injection string not meeting the offshore safety and environmental protection requirements．Accordingly，to optimize separate layer water injection technology，improve the key tools is to improve annulus safety packer，to develop compression hydraulic packer，to innovate bottom check valve into sideopen one and to perfect testing and scheduling integration water distribution technology．The improved hydraulic control separate layer water injection integrated technology is more suitable for the offshore Chengdao Oilfield’s security requirements and the need of long acting separate lay er waterinjection．After implementation，the effect is remarkable．By the end of 2014，16 wells had been implemented，which，in terms of implementation effect，met the injection allocation requirements and had a good effect．

layer water；annulus safety packer；compression hydraulic packer；testing and scheduling integrated water distribution

TE952

B

10．3969／j．issn．10013842．2015．09．018

1001－3482（2015）09－0072－04